受访业内人士普遍认为，随着各省级、区域电力辅助服务市场构建，华中4省的新能源消纳难题或将得到解决，尤其湖北明确电储能设施以独立市场主体身份参与调峰辅助服务市场，使得湖北乃至华中均多了一种调节资源和手段，华中电网运行将更加安全稳定。

 

华中省级电力辅助服务市场提速

 

随着华中电力辅助服务市场5月15日正式运行，华中各省电力辅助服务市场建设正在加速。

 

华中电力调控分中心调度计划处副处长黄海煜向记者表示，今年1月1日，河南电力调峰辅助服务市场正式运行；目前，湖南电力调峰辅助服务市场在模拟运行；湖北电力调峰辅助服务市场运营规则近日下发；江西电力调峰辅助服务市场运营规则在完善中。

 

“随着电力辅助服务市场逐步成熟，市场主体范围未来将不断扩大，华中各省电力用户有望获得经济、安全、优质的电力。”一位不愿具名业内人士对记者表示，以湖南为例，一季度，湖南电网用电负荷峰谷差高达59.87%，创历史新高，供电安全稳定受到严重威胁，清洁能源消纳愈加困难，省级层面亟待开启市场化电力辅助服务。

 

上述人士解释：“区域、省级电力调峰辅助服务不会出现两级市场冲突的问题，两者是统筹平衡关系，会进一步提升电力系统运行的经济性，即优先省级电力调峰，省级不够调配时，再到区域进行电力调峰。”

 

湖北明确电储能可独立参与调峰

 

记者注意到，湖南、湖北启动的电力辅助服务市场存在明显差异。

 

湖南明确，电力辅助服务市场模拟运行期间，只以单个电厂为市场主体。为了保障用电负荷低谷供电平衡、可再生能源消纳，湖南将开展深度调峰交易、启停调峰交易；为保障祁韶特高压直流向其他省转送电量时电网运行安全稳定，湖南将开展旋转备用交易；为保障在用电高峰时期避免启动有序用电，湖南将开展紧急短时调峰交易。

 

相比之下，华中能源监管局6月9日印发的《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》（以下简称“《运营规则》”）显示，参与湖北电力调峰辅助服务市场的主体更为丰富，包括在电力交易中心注册的网调、省调、地调及县调管辖的所有发电企业，以及独立的电储能设施企业。市场初期主体暂为网调和省调管辖的火电、水电、风电、光伏和地县调110千伏及以上风电场和光伏电站（不包括扶贫光伏），以及充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上的独立电储能设施企业。

 

对于电力辅助服务呈现的市场差异化，国网能源研究院新能源与统计研究所新能源研究室主任王彩霞对记者表示，资源禀赋的不同意味区域、省级电力辅助服务的侧重点不同。如华东区域，主要是解决可再生能源和消纳区外来电的调峰压力问题；西北区域，以解决供暖和可再生能源消纳问题为主；东北区域，更多的是解决电力机组供热时间长、数量多的问题；南方区域，则是解决水电装机容量较大遇到的弃水问题。

 

“新能源+储能”尴尬或将破解

 

值得关注的是，湖北运营规则鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，具备独立计量装置的电储能设施以独立市场主体身份参与调峰辅助服务市场。

 

“《运营规则》最大的亮点就是储能设施可以以独立市场主体身份参与。”黄海煜对记者表示，参与电储能调峰交易的电储能设施包括抽水蓄能，以压缩空气蓄能、飞轮蓄能等为主的物理蓄能设施，和以锂电池、铅蓄电池、超级电容等为主的化学储能设施。

 

从华中电力调峰辅助服务市场试运行结果看，储能参与电力辅助服务的效果明显。以4月27日华中电力调峰辅助服务市场调电结算为例，增加送出省经济收益112万元，减少购电省综合购电成本169万元，增加国网华中分部输电收入7万元，增加抽水蓄能电站辅助服务费3万元。

 

“华中在国内率先以市场化机制进行抽蓄机组跨省调用，为抽水蓄能电站参与市场化运作、未来电储能技术参与调峰辅助服务提供了平台和创新收益模式。”业内人士评价，无论是抽水蓄能，还是电储能，其共享储能模式或将破解此前一直被诟病的强制新能源发电企业配储能的尴尬，也就是说，并非每个新能源项目都必须配储能。

 

记者了解到，湖北运营规则提出的电储能调峰交易，是指电储能设施在电网调峰能力不足时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务交易。电储能交易模式为日前申报，日内调用；电储能设施获得的调峰服务费用由电储能调峰交易时段运行的火电厂、水电厂、风电厂、光伏电站共同分摊。